A seguir será realizada uma descrição do sistema elétrico brasileiro próximo do ocorrido em 2011 visando buscar informações que possam explicar como se deu a atuação e por meio de quais critérios se estabeleceu o apagão pela filosofia de atuação do sistema de proteção específico.
A Tabela 10 mostra os dados de energia armazenada no sistema no dia do blecaute e nota-se que a geração disponibilizada na região Sul do país é superior às demais regiões geoelétricas, esse fato é relevante para a análise do ocorrido devido ao fato da importância do fluxo de potência da região Sul para o SIN.
A energia armazenada na região Nordeste consistia em 69,71% de sua capacidade geradora, sendo que a região Sul apresentava um índice de energia armazenada em 95,75% de sua capacidade. Os dados demonstram os baixos volumes dos reservatórios da região Nordeste do país.
Apresentando um valor distinto e diversificado de unidades geradoras no país, quanto à geração e à carga do sistema, a região SE/CO constava com 61.11%, mostrado na Tabela 11 , da carga em GWh para o dia do total de energia devido principalmente ao seu grande parque industrial e a densidade populacional.2
1 Conforme pode ser visto no Anexo A ao final deste trabalho.
2 Carga = consumo + perdas.
Tabela 10:Energia armazenada no sistema, dia 02/09/2011.
Tabela 11:Carga de energia medida, dados do dia 02/09/2011.
Submercado GWh no
De acordo com a Tabela 11 a região Nordeste do país constava com uma carga de energia apenas 25GWh inferior à região Sul, caracterizado principalmente com os fatores como a densidade populacional e a extensão territorial.
Segundo ONS (2011a), o início do rampeamento para diminuição da geração de Itaipu iniciou-se às 16h34 e o restabelecimento do SIN ocorreu às 19h13, esse intervalo justifica-se pelos valores a seguir, onde os dados mostram que o recorde de demanda máxima instantânea ocorreu às 18h31 na região SE/CO concomitante à demanda registrada para o SIN.
Tabela 12:Demanda máxima instantânea em MW para 02/09/2011.
Submercado Recorde do dia Hora do Recorde
SE / CO 41.556 18:31
Conforme dito anteriormente, todo o processo de percepção da falha no reator até o restabelecimento do sistema, decorreram-se das 16h00 as 19h13, tem-se nesse caso uma análise da demanda máxima instantânea para o blecaute de 02/09, onde o horário de maior recorde de
demanda do SIN ocorreu às 18h31. Sendo todas as regiões com demanda máxima no período do blecaute com exceção da região Nordeste, onde a demanda máxima foi atingida às 14h49 caracterizado principalmente devido às condições de temperatura já inerentes à região.
A forte estiagem registrada em agosto/setembro de 2011 forçou a matriz elétrica nacional a concentrar-se fortemente na geração de Itaipu e nas demais fontes de energia armanezadas na região Sul do país. Conforme mostra a Figura 10 proposta pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Figura 10:Intercâmbio - Balanço Acumulado no Mês até o Dia - MWmed.
Fonte:ONS (2011a).
Devido às condições climáticas nacional e o período anual, os meses de julho, agosto e setembro são períodos de pouca pluviosidade. Entretanto a demanda de energia elétrica tende a aumentar, a fim de fazer um contraste, o gráfico abaixo mostra a elevação da carga consumida no território nacional (SIN) no período de 2007 a 2011, no mês de setembro, conforme dados do ONS (2011a). É possível ver que a carga de energia crescia a uma taxa elevada, denotando que o sistema em 2011 já estava passando por uma utilização acima da visualizada nos anos anteriores.
Entretanto, a evolução do sistema elétrico não seguiu a mesma proporção de crescimento.
Figura 11:Evolução da Energia em GWh nos meses de setembro 2007 - 2011.
Fonte:ONS (2011a).
As Tabelas 13 e 14 mostram de forma sucinta, para cada uma das regiões geoelétricas nacionais, os ajustes dos estágios do ERAC, com seus respectivos montantes de carga a serem rejeitados. Todos os dados foram sincronizados para o ano de 2011, conforme relatório do Operador Nacional do Sistema, ONS (2011b).
Tabela 13: Ajustes do ERAC das Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul - 2011
Estágio Sudeste / CO SUL
Ajuste (Hz) Carga Rejeitada,
(%) Ajuste (Hz) carga Rejeitada, (% )
1o 58,5 7 58,5 7,5
2o 58,2 7 58,2 7,5
3o 57,9 7 57,9 10
4o 57,7 7 57,6 15
5o 57,5 7 57,3 15
Fonte:ONS (2011b).
Tabela 14:Ajustes do ERAC da Região Acre/Rondônia - 2011 Estágio Acre/Rondônia
Ajuste (Hz) Carga Rejeitada, (%)
1o 58,5 15
2o 58,2 10
3o 57,9 10
4o 57,7 10
5o 57,5 10
Fonte:ONS (2011b).
Tabela 15: Ajustes do ERAC da Região Nordeste/Norte
A Figura 12 ilustra o Sistema Interligado Nacional para o horizonte de 2011, com as interligações em construção previstas para o mesmo ano.
Figura 12:Sistema Interligado Nacional em 2011.
Fonte:ONS (2016a).
A atuação do sistema ERAC durante o ocorrido de 02/09/2011 teve origem no secciona-mento da linha de Itaipu devido ao curto-circuito provocado pela falha do reator, assim conforme ajustado em seus estágios, a atuação do ERAC foi decorrência da taxa de subtração de frequência no sistema interligado onde o sistema de proteção estava conectado. A fim de impedir o efeito cascata de desligamento de várias usinas de geração e evitar também os problemas decorrentes da transposição de potência sobre outras linhas, o sistema de proteção atuou em várias regiões do país. Um fato que chamou a atenção, foi que o sistema de proteção especial para subfrequência não atuou na região Nordeste do país, provocando um apagão nas outras regiões e a região Nordeste não teve registros de perturbações elétricas por subfrequência devido à temporização da atuação do ssitema de relés do ERAC.
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Analisando o acionamento do ERAC para o eventual blecaute, viu-se que o mesmo não atuou nos estados da região Nordeste e parte do Norte, mas atuou no restante do país assim como na área do Acre e Rondônia.
Conforme visto na Tabela 15, a região Nordeste e sua respectiva área de transmissão para o Norte (ver Figura 12) possuíam temporização para o sistema de relés de frequência. Seguindo a mesma filosofia de atuação, o sistema dessa região possuía cargas ligadas à lógica dos cinco estágios do ERAC. No entanto o que caracterizou essas regiões pela não atuação do Esquema foi a composição da função de relés de retaguarda, conforme determinado para a operação do sistema elétrico dessa região.
O modelo do Esquema para estas áreas previa uma temporização de 10s para o 1oestágio;
11s para o 2oestágio e 12s para o 3oestágio (ver Tabela 15) e o 4oestágio não apresentava temporização. O grupo formado pelas empresas CEMAR, CELPA, CELTINS, ALBRÁS e ALUMAR não apresentavam temporização em nenhuma das faixas de atuação do ERAC.
É possível, pois, perceber que neste cenário, não houve atuação do ERAC para a região Nordeste e sua respectiva transmissão à região Norte devido às unidades de relés temporizados.
Onde, à proporção que o rampeamento da UHE Itaipu avançava até seu isolamento, o sistema de transmissão reagiu devido à leitura de subfrequência provocada pelo desbalanço geração/carga, descrito anteriormente, e retirando as cargas em série com os relés com a lógica do ERAC.
Visto que a faixa instantânea de frequência para a referida região era inferior às demais áreas do conjunto nacional, tendo assim a atuação de outras áreas que atuaram no 1oestágio.
Conforme descrito, o plano de corte de carga atingiu as regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e a região que abrange Acre/Rondônia. Dessa forma, serão calculados a seguir os valores de carga atribuídos a cada região que sofreu o blecaute de modo a criar uma simulação análoga.
A metodologia mostrada aqui para descrever o corte de cargas consiste em obter o valor médio da carga no dia do ocorrido, de modo a conferir cientificidade ao trabalho. É necessário, pois, dizer que o valor médio não corresponderá ao valor da referida carga registrada no sistema elétrico em questão. Esta proposta consiste em calcular a carga média dividindo a carga referente à data do ocorrido pelo período de 24h, encontrando, assim, um valor de referência.1
Conforme afirma ONS (2011c) durante o blecaute houve rejeição de aproximadamente 5,1GW de geração da UHE Itaipu e o Operador Nacional através de despachos de usinas à rede interligada conseguiu recompor aproximadamente 2,534GW de potência ao sistema,
1 A metodologia do valor médio foi empregada devido à indisponibilidade de se obter a relação da carga para os intervalos diários ou mesmo o seu valor registrado para cada corte de carga durante a atuação do Esquema.
Dessa forma, o valor médio é usado de modo a construir um dado seguro e válido para a descrição do problema de pesquisa.
restando assim uma interrupção de aproximadamente 2,566GW de cargas pelo ERAC (conforme informações disponibilizadas pelos agentes envolvidos) devido à frequência ter atingido o valor de 58,4Hz.2
É importante dizer que quando se afirma que houve a atuação do 1oestágio, não necessa-riamente se refere que todas as regiões que atuavam sob o 1oestágio foram desconectadas. De acordo com o portal Último Segundo (2011), a falha na transmissão de energia atingiu menos de 5% da carga da Cemig, dizendo que não houve atuação em todas as malhas ligadas ao primeiro estágio. Ainda segundo o portal Último Segundo (2011) em São Paulo, a Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), interrompeu o fornecimento entre 16h43 e 17h a um total de 147 mil consumidores em algumas cidades que são atendidas pela concessionária. E no Rio de Janeiro, cerca de 275 mil clientes da Light das zonas norte e oeste da capital e alguns municípios da Baixada Fluminense, como Paracambi e Seropédica, tiveram o fornecimento de energia elétrica interrompido, entre 16h50 e 17h10.
Voltando ao conceito de cortes de cargas, na hipótese que o ERAC atuasse em todas as áreas da região Sul, abrangida pelo 1oestágio, para um valor médio de 9,54GW, o percentual de carga total a ser rejeitada iria corresponder a 7,5% desta. Sendo o valor da carga diária descrita na Tabela 11, para base de cálculo.
Sendoko valor de carga destinada a corte pelo ERAC no referido estágio, no percentual estabelecido para corte.
9,54GW(100%)→k(7,5%) (5.1) Dessa forma,kassume o valor de 715,5MW que seriam rejeitados no corte quando a frequência atingisse o 1oestágio.
Na região Norte do país, conforme mostrado na Figura 12, se possuía duas interligações com o SIN, sendo uma pelo leste do Amazonas em uma linha oriunda da região Nordeste; e outra linha ao sul, vinda do estado de Mato Grosso. Conforme disposto na Tabela 11, o 1oestágio na região corresponde a uma perda de 15% da carga montante, ou seja, esse valor deveria ser disponibilizado para corte pelo ERAC. Com um valor de frequência semelhante à região Sudeste/Centro-Oeste, assim pode-se calcular o valor dekpara essa situação.
4,125GW(100%)→k(15%) (5.2) Neste cenário, a região Acre/Rondônia teria para fornecer 618,75MW, no entanto ressalta-se aqui a dupla conexão desta região, visto que esta corresponde a dois valores distintos de frequência para os estágios. No entanto, este valor refere-se também às áreas do Amazonas,
2 O valor de corte por atuação do ERAC diverge nas referências ONS(2011a) e ONS(2011c) num valor estimado em 20MW, devido ao período de elaboração dos referidos documentos. Considerar-se-á neste trabalho o valor descrito em ONS(2011c), 2.566MW.
Amapá, Tacantins e Pará pertecerem à lógica de atuação da região Nordeste, com o valores de frequência instantânea inferior à área do Acre e Rondônia.3Sendo que os valores dispostos na Tabela 11 apresentam a somatória das carga para os sete estados da região.
Seguindo a mesma filosofia, para a região Sudeste/Centro-Oeste apresenta-se um corte disponível de 7% de carga total para uma taxa de frequência de 58,5Hz do 1oestágio. Abrangendo os centros econômicos mais importantes do país e de proporção populacional elevada. Com base na Tabela 11, o valor dekpara a atuação em 1oestágio pode ser obtido:
34,83GW(100%)→k(7%) (5.3)
Dessa forma,kassume o valor de 2,43GW disponíveis para corte. Nota-se que, conforme Tabela 11 a região Sudeste/Centro-Oeste representava cerca de 61% de toda carga de energia média medida no SIN.
Para a região Nordeste do país, esta corresponderia a um montante de 510MW seguindo a metodologia supracitada.
O somatório de cargas pode ser obtido a seguir:
X
planejado
= 715,5M W + 510M W + 618,75M W + 2,43GW = 4,265GW (5.4)
Dessa forma, nota-se que os valores a serem retirados pelo programa de corte de cargas pelo ERAC foram 3,764GW de potência das regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia, que não possuíam temporização apresentando o acionamento do 1oestágio em 58,5Hz. Por conseguinte, com a temporização da região Nordeste, esta não atuou em nenhuma carga fazendo que o valor de corte do ERAC no SIN fosse inferior ao programado para o 1oestágio.
Logo, a atuação estimada para o primeiro estágio em todo o SIN foi capaz de recompensar a energia perdida com a isolação da UHE Itaipu, conjuntamente com a recompensação de cargas, visto que a taxa de decaimento da frequência na região Nordeste não atingiu seu valor de 1oestágio instantâneo, sendo que somatória de carga planejada subtraída da somatória de cargas retiradas apresenta o seguinte cenário: Desenvolvendo a Equação (5.5) tem-se o valor de 1,708GW de carga ainda disposta no 1oestágio para manejo (incluindo a região Nordeste e sua área ao Norte). Conforme dito anteriormente, foram necessários um corte coordenado de 2,566GW de cargas pelo ERAC,
3 A região correspondente ao estado de Roraima não fazia parte da configuração do Sistema Interligado Nacional.
dentro do 1oestágio de modo que suprisse a deficiência geração/carga imposta pelo isolamento da UHE Itaipu no SIN.
Os valores descritos são também para a região Nordeste/parte da região Norte para atuação do ERAC em seu primeiro estágio, no entanto, a atuação dentro da filosofia do Esquema não ocorreu devido à temporização presente na região Nordeste/ parte da região Norte. Os estágios de atuação do ERAC para essa região são todos temporizados, conforme Tabela 15.
Caso o ajuste da retaguarda não fosse temporizado e o valor da taxa de variação de frequência instantânea fosse o valor da taxa de frequência temporizada (valor da retaguarda) a região Nordeste/ parte da região Norte teria “contribuído” para o sistema de corte de carga.
6 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este trabalho apresentou como objetivo o estudo acerca dos procedimentos que envolvem o Esquema Regional de Alívio de Cargas (ERAC), para o caso de uma contingência no sistema elétrico de potência.
Na primeira parte, foram abordadas a forma como o sistema elétrico é constituído e as particularidades do sistema brasileiro. Assim, foi possível trazer um pouco sobre o equilíbrio entre geração/carga, que é a premissa de toda a base desse estudo.
A parte seguinte trata dos fundamentos e do porquê de se fazer o controle da variação de frequência e os problemas correlatos à rede de transmissão durante a interrupção.
Mostrando que não somente no Brasil, a filosofia de corte discreto de cargas é utilizada para grandes contenções. A utilização do cenário do blecaute de 02/09/2011 serve aqui como palco de estudo em busca do entendimento acerca da formação de competências e habilidades referentes à profissão no que se referem aos estudos sobre proteção de sistemas elétricos de potência. Assim, mostrou-se de grande importância, de cunho acadêmico, por possibilitar grande desenvolvimento pessoal e em benefícios da comunidade científica. Dessa forma, viu-se uma oportunidade de discussão de um tema tão complexo e pouco conhecido do público em geral, uma vez que a historiografia contemporânea já relata os malefícios que um blecaute provoca a todos os setores da sociedade e os prejuízos à União.
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